СПОСОБ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В ОБСАЖЕННОЙ СКВАЖИНЕ Российский патент 1997 года по МПК E21B43/32 E21B43/38 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам ограничения водопритока в обсаженной скважине, а также сепарации нефти, газа и воды при промысловой подготовке.

Известен способ ограничения водопритока в обсаженной скважине, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб, который заключается в том, что в кольцевое пространство между колонной насосно-компрессорных труб и обсадной колонной закачивают цементный раствор с ПАВ. Одновременно по колонне насосно-компрессорных труб нагнетают газ (воздух), который в интервале водопритока смешивается с цементным раствором с ПАВ и образует пену. В результате в пласт поступает пеноцементная смесь, которая приводит к изоляции наиболее высокопроницаемых интервалов водопритока [1]
Основным недостатком известного способа является его низкая эффективность при разработке обводненных пластов, где вода поступает в скважину не локально, из определенных интервалов, а в смеси с нефтью. Такая картина характерна для месторождений, которые разрабатываются в условиях заводнения, когда в пласте фильтруется нефтеводогазовая смесь.

Наиболее близким к предлагаемому является способ ограничения водопритока, который заключается в том, что в обсаженной скважине, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб и насосом, в кольцевом зазоре между колонной насосно-компрессорных труб и обсадной колонной в интервале водопритока создают распределенное по длине постоянное магнитное поле, в плоскости параллельной оси скважины. Затем в затрубное пространство закачивают ферромагнитный вязкоупругий состав, который, попадая в магнитное поле, твердеет при напряженности до 10 кА/м, герметизируя интервал водопритока [2]
Основным недостатком известного способа является также низкая эффективность при разработке обводненных нефтяных пластов, где вода в скважину поступает не из отдельных локальных интервалов, а по всему продуктивному интервалу в смеси с нефтяной и газовой фазами. В результате этого из скважины вместе с нефтью бесполезно поднимают огромное количество пластовой воды, которая обычно закачивается в пласт обратно со значительными энергетическими и материальными затратами.

Решить проблему можно путем создания на забое скважины условий для эффективной внутрискважинной сепарации нефти, газа и воды, с последующим подъемом только нефтяной и газовой фаз.

Цель изобретения ограничения водопритока в обсаженной скважине, которая вскрывает обводненный нефтяной или газовый пласт.

Цель достигается тем, что в известном способе ограничения водопритока в обсаженной скважине, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб и насосом, под приемом насоса устанавливают диэлектрическую проставку и газовый якорь, а магнитное поле создают между наружной частью корпуса газового якоря и обсадной колонной. Эксплуатацию осуществляют при забойном давлении ниже давления газонасыщения. Кроме того, магнитное поле создают напряженностью, превышающей 10 кА/м, в плоскости, перпендикулярной оси скважины, и с направлением от корпуса газового якоря к обсадной колонне. Другое отличие заключается в том, что перед началом эксплуатации в затрубное пространство нагнетают газ при давлении ниже пластового для его прорыва через насосно-компрессорные трубы, а затем эксплуатацию возобновляют.

Предлагаемый способ основан на следующих физических предпосылках.

Известно, что в процессе эксплуатации движение нефтеводогазового потока внутри обсаженной скважины сопровождается статической электризацией насосно-компрессорных труб и другого внутрискважинного оборудования. Особенно большая электризация наблюдается при давлении ниже газонасыщения в электрически изолированных трубах, когда выделившиеся из жидкости газовые пузырьки движутся относительно остального водонефтяного потока. В этом случае электрический потенциал достигает 10000-12000 В. С прекращением эксплуатации электризация прекращается [3]
В связи с этим отличительной особенностью предлагаемого способа является эксплуатация при забойном давлении ниже давления газонасыщения скважинной жидкости и установка под приемом насоса диэлектрической проставки и газового якоря. Последний приводит к наиболее полному выделению пузырьков газа и их движению относительно водонефтяного потока. Наличие диэлектрической проставки на электрически изолированном корпусе газового якоря приводит к появлению на нем электрического потенциала, который исчезает с прекращением эксплуатации. Сила тока, возникающая в результате этого в кольцевом пространстве между корпусом якоря и заземленной обсадной колонной, направлена к колонне и определяется из выражения [4]
J=U/R₀=Q q R/R₀,
где U электрический потенциал на стенке корпуса газового якоря, В;
R₀ электрическое сопротивление жидкости в кольцевом пространстве между корпусом газового якоря и обсадной колонной, Ом;
R электрическое сопротивление жидкости внутри корпуса газового якоря, Ом;
Q предельная объемная плотность заряда жидкости внутри электрически изолированного корпуса газового якоря, Кл/м³;
q объемная скорость жидкости, м³/с.

Другой отличительной особенностью предлагаемого способа является то, что магнитное поле создается в кольцевом зазоре между корпусом газового якоря и обсадной колонной, причем напряженность магнитного поля превышает 10 кА/м, оно лежит в плоскости, перпендикулярной к оси скважины, и направлено в сторону обсадной колонны.

В результате этого в кольцевом пространстве происходит взаимодействие постоянного магнитного поля с постоянным электрическим током. Следствием этого взаимодействия является появление силы Лорентца, которая действует на находящуюся в кольцевом пространстве электропроводящую фазу (в данном случае, соленую пластовую воду). Нетрудно определить, что в соответствии с правилом левой руки при указанных выше направлениях магнитного поля и электрического тока, сила Лорентца направлена вертикально вниз и, следовательно, приводит к увеличению удельного веса воды в соответствии с выражением
γ_0м = γ₀+BJ
где B плотность магнитной индукции (магнитная индукция, приходящаяся на единицу поверхности корпуса якоря), T/м²;
γ_0м и γ₀ удельные веса жидкости в кольцевом пространстве в магнитном поле и без него, H/м³.

Подъемная сила, выталкивающая нефть и газ из воды, пропорциональна разности удельных весов этих фаз с водой. Как видно из приведенного выражения, в начале эксплуатации соотношение R/R₀ ≈ 1, т.е. жидкость внутри корпуса газового якоря и в кольцевом пространстве одна и та же. Однако, по мере эксплуатации и сепарации нефти, газа и воды в жидкости, находящейся внутри корпуса газового якоря, будет увеличиваться концентрация нефти и газа, а в жидкости, находящейся в кольцевом пространстве между корпусом газового якоря и обсадной колонной, будет увеличиваться концентрация воды и, следовательно, R/R₀ > 1.

Поэтому, для эффективного запуска процесса разделения нефти и воды процесс эксплуатации необходимо начинать с замещения жидкости внутри якоря газом, электрическое сопротивление которого несоизмеримо больше. В связи с этим еще одной отличительной особенностью способа является кратковременная закачка газа в затрубное пространство при давлении ниже пластового. Продолжительность нагнетания газа определяется по моменту его прорыва по колонне насосно-компрессорных труб. После прорыва газа по колонне насосно-компрессорных труб достигается эффективный процесс сепарации и дальнейшая закачка не требуется.

На чертеже изображена схема осуществления предлагаемого способа в обводненном пласте 1. Пласт вскрыт скважиной с обсадной колонной 2, перфорированной в нижней части и эксплуатирующейся при забойном давлении ниже газонасыщения. В скважины на колонне насосно-компрессорных труб 3 установлен глубинный насос 4 с приемной частью 5.

Для осуществления предлагаемого способа к приемной части 5 насоса присоединяют диэлектрическую проставку 6, к которой крепят газовый якорь, имеющий корпус 7, фильтр 8 в своей верхней части и внутреннюю трубку 9.

В кольцевом пространстве между корпусом 7 и обсадной колонной 2 по всей длине, вплоть до интервала перфорации корпуса и с помощью источника 10 создают равномерно распределенное по длине постоянное магнитное поле. Причем, магнитное поле в кольцевом пространстве создают таким образом, чтобы оно находилось в плоскости, перпендикулярной к оси скважины, и было направлено от корпуса 7 к обсадной колонне 2. Затем в кольцевое пространство нагнетают газ при давлении ниже газонасыщения.

При этом газ проходит через фильтр 8 корпуса 7 газового якоря, вытесняет водонефтяную смесь, находящуюся в корпусе, и далее через внутреннюю трубку 9 якоря и насос 4 проходит по колонне насосно-компрессорных труб 3 вверх. В процессе этого нагнетания возникает ток электризации, который вследствие взаимодействия с магнитным полем в зоне газового якоря приводит к увеличению удельного веса водяной фазы в кольцевом пространстве между корпусом 7 и обсадной колонной 2. Нефть, как более легкая фаза, всплывает вверх и через фильтр 8 в корпусе 7 начинает заполнять корпус якоря. Процесс нагнетания продолжают до момента прорыва газа к устью колонны насосно-компрессорных труб 3. После прекращения нагнетания возобновляют эксплуатацию и нефтяная фаза, заполнившая корпус якоря по внутренней трубке 9, начинает поступать на приемную часть 5 насоса 4. Начинается эффективная сепарация нефти и воды с отбором только нефтяной фазы.

Источники информации
1. Амиян В.А. и Амиян А.В. Повышение производительности скважин. М. Недра, 1989, с. 160.

2. Аметов И. М. и Шерстнев Н.М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин. М. Недра, 1989, с. 215.

3. Газимов М.Г. и др. Электризация при освоении и эксплуатации скважин. Казань, Тат. кн. изд. 1972, с. 78.

4. Сургучев М.Л. Желтов Ю.В. и Симкин Э.М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах. М. Недра, 1984, с. 215.

Использование: при ограничении водопритока в обсаженной скважине, а также сепарации нефти, газа и воды при промысловой подготовке. Обеспечивает создание на забое скважины условий для эффективной внутрискважинной сепарации нефти, газа и воды, с последующим подъемом только нефтяной и газовой фаз. Сущность изобретения: по способу при эксплуатации нефтяных скважин в интервале водопритока создают распределенное по длине постоянное магнитное поле. Для этого к приему глубинного насоса присоединяют диэлектрическую проставку и газовый якорь. Постоянное магнитное поле создают в кольцевом пространстве между корпусом газового якоря и обсадной колонной. Собственно эксплуатацию осуществляют при этом при забойном давлении ниже газонасыщения скважинной жидкости. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ ограничения водопритока в обсаженной скважине, включающий создание в скважине в интервале водопритока распределенного по длине постоянного магнитного поля, отличающийся тем, что при эксплуатации нефтяных скважин с применением глубинного насоса к приему последнего присоединяют диэлектрическую проставку и газовый якорь, а постоянное магнитное поле создают в кольцевом пространстве между корпусом газового якоря и обсадной колонной, при этом эксплуатацию осуществляют при забойном давлении ниже газонасыщения скважинной жидкости. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что магнитное поле создают напряженностью, превышающей 10 кА/м в плоскости, перпендикулярной к оси скважины, и с направлением от корпуса газового якоря к обсадной колонне. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перед началом эксплуатации в затрубное пространство нагнетают газ при давлении ниже пластового до его прорыва через насосно-компрессорные трубы, затем эксплуатацию возобновляют.